Prix négatifs de l’éolien : l’État change les règles

C’est un tournant discret mais significatif dans la politique énergétique française : le 2 juin 2025, le ministère de l’Économie a annoncé que trois parcs éoliens en mer – ceux de Fécamp, Saint-Brieuc et Saint-Nazaire – devront désormais suspendre leur production lorsque en cas de prix négatifs de l’électricité. Cette nouvelle règle vise à endiguer les pertes publiques liées à un système de subvention jugé trop rigide.

Fin d’un modèle de soutien inconditionnel à prix négatifs

Jusqu’ici, ces parcs étaient couverts par des “contrats d’obligations” qui garantissaient un rachat systématique de leur production à un tarif fixé à l’avance, quels que soient les prix du marché. Résultat : même lorsque les prix devenaient négatifs – un phénomène de plus en plus fréquent lors des pics de production renouvelable et de faible consommation – l’État devait indemniser les producteurs pour une électricité dont personne ne voulait.

Avec les avenants signés début juin, la logique change. Désormais, les exploitants de ces trois parcs devront cesser leur production lorsque le prix de marché passe sous la barre des 0 euro. Une mesure de bon sens économique, selon Bercy, qui espère ainsi limiter une perte estimée à 80 millions d’euros sur le premier semestre 2024, pour l’ensemble de la filière éolienne.

L’éolien terrestre dans le viseur

Ce réajustement ne concerne pas uniquement l’éolien offshore. Le ministère prépare déjà un cadre similaire pour les éoliennes terrestres, elles aussi concernées par les effets de l’intermittence et de la volatilité des prix. Un premier arrêté d’application a été soumis au Conseil supérieur de l’énergie, en attendant une législation plus complète dans la prochaine loi de finances.

L’objectif est clair : responsabiliser davantage les producteurs éoliens, en particulier ceux bénéficiant de subventions publiques. Désormais, les futurs contrats inciteront ces installations à interrompre leur production quand elle n’a plus de valeur sur le marché, au lieu de continuer à générer des pertes.

Une rationalisation critiquée mais attendue pour éviter les prix négatifs

Du côté des défenseurs des énergies renouvelables, cette réforme suscite des inquiétudes. Certains redoutent qu’elle ne freine le développement de nouveaux projets, en instaurant une incertitude supplémentaire sur la rentabilité des investissements. Pour d’autres, cette décision traduit une nécessaire maturation de la politique de soutien aux renouvelables, qui ne peut rester aveugle aux signaux du marché.

Les opposants historiques à l’éolien, eux, y voient une forme de reconnaissance des limites de cette énergie, jugée trop intermittente et peu prévisible. Ils dénoncent de longue date le “coût caché” de l’éolien pour les finances publiques, notamment à travers les contrats à prix garantis signés il y a plus de dix ans, dans un contexte énergétique bien différent.

Une étape vers une gestion plus fine des renouvelables

Au fond, cette réforme marque un glissement vers un modèle plus flexible, dans lequel les énergies renouvelables devront s’adapter davantage aux dynamiques du marché. En période d’excédent de production, mieux vaut suspendre la production que subventionner une électricité invendable.

Cette logique s’inscrit dans un cadre plus large de modernisation du mix énergétique français. L’objectif n’est pas de remettre en cause le développement des renouvelables, mais d’en rationaliser l’intégration au réseau, en tenant compte de leur nature intermittente. Dans un système où les pointes de production ne coïncident pas toujours avec les besoins, il devient crucial d’ajuster les soutiens publics pour préserver à la fois la stabilité du réseau et la soutenabilité budgétaire.

Si cette première étape se montre concluante, elle pourrait servir de modèle pour d’autres segments du secteur énergétique subventionné, à commencer par le photovoltaïque. En attendant, le signal envoyé aux producteurs éoliens est clair : produire pour produire ne suffit plus, même au nom de la transition énergétique.